Anmälningsområden på den svenska elmarknaden

Transkript

1 nr 2009/35 SLUTRAPPORT Anmälningsområden på den svenska elmarknaden Förslag till marknadsdelning

2

3 Förord Regeringen uppdrog i regleringsbrevet för 2009 åt Affärsverket svenska kraftnät att inleda processen med att dela upp Sverige i ytterligare s.k. anmälningsområden till den nordiska elbörsen Nord Pool Spot AS. Svenska Kraftnät lämnade den 31 mars 2009 en lägesrapport till regeringen och med denna rapport slutredovisas nu uppdraget. Den 25 juni 2009 gjorde EU Kommissionen en preliminär bedömning (Preliminary Assessment) att Svenska Kraftnäts hantering av de interna flaskhalsarna i det svenska transmissionsnätet kan strida mot konkurrensreglerna i artikel 82 i EG-fördraget. Svenska Kraftnät delar inte Kommissionens preliminära bedömning men i syfte att undanröja de betänkligheter som Kommissionen givit uttryck för har Svenska Kraftnät i september 2009 erbjudit frivilliga åtaganden (Commitments) enligt artikel 9 i Rådets förordning (EG) nr. 1/2003. Erbjudandet innebär bl.a. att Svenska Kraftnät åtar sig att senast den 1 juli 2011 dela in den svenska elmarknaden i två eller fler anmälningsområden. Halvårsskiftet 2011 är enligt Svenska Kraftnäts bedömning den tidigaste, praktiskt möjliga tidpunkten för en marknadsdelning. Tidpunkten är emellertid långt ifrån invändningsfri bl.a. med hänsyn till löptiderna för finansiella kontrakt som handlas på den nordiska elbörsen. Under tiden 6/10 5/ pågår dock Kommissionens marknadstest d.v.s. den period under vilken tredje man ges möjlighet att inkomma till Kommissionen med synpunkter på Svenska Kraftnäts föreslagna åtagande. Därmed är säkerställt att alla marknadsaktörer kan framföra sina uppfattningar om lämplig tidpunkt till Kommissionen innan denna fattar ett bindande beslut enligt artikel 9. Detta beräknas komma att ske i januari Rapporten förordar att en marknadsdelning sker efter snitt 1, 2 och 4 d.v.s. att Sverige delas in i fyra anmälningsområden. Svenska Kraftnät har ambitionen att fatta sitt formella beslut i den frågan under november månad. Sundbyberg i oktober 2009 Mikael Odenberg Generaldirektör

4

5 Innehåll 1 Inledning Svenska Kraftnäts uppdrag Arbetets bedrivande Bakgrund Hantering av begränsningar i överföringsförmågan Flaskhalshanteringen i Norden Det svenska transmissionsnätet Den svenska elöverföringen De svenska flaskhalsarna och deras hantering Planerade nätinvesteringar Aspekter på en marknadsdelning Utgångspunkter De svenska snitten Rätt kostnadsallokering Prisbildningens betydelse Risker för strategisk budgivning Flexibilitet och långsiktighet Konkurrens och riskhantering Kontraktsförhållanden och riskhantering...30

6 5.1.1 Handel med bilaterala finansiella och fysiska kontrakt Handeln med finansiella kontrakt via elbörsen Slutsats Riskhantering och konkurrens för elhandlare och elleverantörer Slutsats Konkurrensen mellan elproducenter på Elspot Marknadsandelar Marknadskoncentration Utövande av marknadsmakt Transparens och marknadsövervakning Slutsats Aspekter kopplade till systemdriften Mothandel kontra anmälningsområden ur driftperspektiv Övriga aspekter kopplade till drift och systemsäkerhet Tre snitt fyra områden Förändringar vid en marknadsdelning Lagar, föreskrifter och förordningar Rutiner och IT-system Konsekvenser för marknaden på olika tidshorisonter Sammanfattande slutsatser Referenser...50 Bilaga A: Definitioner Bilaga B: Kommissionens (DG Comp) förfarande mot Svenska Kraftnät...54 Bakgrund...54 Processen...54

7 Svenska Kraftnäts åtaganden Bilaga C: Västkustsnittet Bilaga D: Beskrivning av den vidare processen med uppdelningen...59 Nödvändiga ändringar för Svenska Kraftnät gentemot övriga aktörer...59 Bilateral handel...59 Mätvärden...59 Handel på reglerkraftmarknaden...60 Balansavräkningen System för informationsutväxling (EDIEL) Nödvändiga ändringar för Nord Pool Spot Nödvändiga ändringar för elmarknadens aktörer Former för avstämning i implementeringsfasen...62

8

9 1 Inledning Kapitlet beskriver regeringens uppdrag till Svenska Kraftnät samt hur verket har bedrivit sitt arbete. 1.1 Svenska Kraftnäts uppdrag I kommunikén från Nordiska Ministerrådets möte den 30 september 2008 presenterades en handlingsplan som bland annat angav att Norden ska delas upp i fler anmälningsområden. Det är i första hand Sverige och Finland som kan bli föremål för en sådan uppdelning, eftersom Norge och Danmark redan är uppdelade i flera områden. I regleringsbrevet för 2009 gav regeringen följande uppdrag till Svenska Kraftnät. Affärsverket svenska kraftnät ska efter samråd med Energimarknadsinspektionen, Konkurrensverket och Nord Pool Spot AS inleda processen med att dela upp Sverige i ytterligare s.k. anmälningsområden till Nord Pool Spot AS. Uppdraget har sin bakgrund i den kommuniké om en nordisk handlingsplan för att påskynda utvecklingen av en gränslös nordisk elmarknad som de nordiska energiministrarna antog den 30 september Den nya ordningen med flera anmälnings- och potentiella prisområden ska genomföras så fort som det bedöms möjligt med hänsyn till dels de förändringar i olika IT-system som behöver genomföras, dels den finansiella marknadens behov av framförhållning. Uppdraget omfattar genomförande- och tidsplan för förändringar av IT-system, analys av hur många anmälningsområden som är optimala med hänsyn till pågående och planerade nätförstärkningar. Uppdraget omfattar inte en övergång till en ordning med fiktiv uppdelning av spotområden med s.k. budområden. Affärsverket svenska kraftnät ska redovisa en lägesrapport till Regeringskansliet (Näringsdepartementet) senast den 31 mars En löpande dialog ska ske med marknadens aktörer. 1.2 Arbetets bedrivande Arbetet har bedrivits som ett internt projekt inom Svenska Kraftnät med Niklas Kallin som huvudsekreterare. I enlighet med direktiven har en samrådskommitté bildats med representanter för Energimarknadsinspektionen, Konkurrensverket och Nord Pool Spot AS. För att vidga samrådskommitténs kompetens till att även omfatta den finansiella marknaden har därtill Nord Pool ASA bjudits in och varit representerat i kommittén. 9/62

10 Under arbetet har en löpande dialog förts med marknadens aktörer inom ramen för Elmarknadsrådet, Driftsrådet och Planeringsrådet vid Svenska Kraftnät. I enlighet med uppdraget har Svenska Kraftnät granskat konsekvenserna av olika alternativ till uppdelning av den svenska elmarknaden. Relevant material och analyser från de många tidigare studier som gjorts har nyttjats vid konsekvensbeskrivningen. Därtill har ytterligare utredning och analyser genomförts inom områden där tidigare material ansetts otillräckligt eller obsolet. Slutligen har Svenska Kraftnät, efter diskussioner i samrådskommittén, gjort sin bedömning av det optimala antalet anmälningsområden och deras geografiska indelning. Formellt beslut om detta avser Svenska Kraftnät att fatta under november månad. Rapporten innehåller även en beskrivning och tidplan för den fortsatta genomförandeprocessen. I enlighet med direktiven lämnade Svenska Kraftnät en lägesrapport (dnr 2009/35) till regeringen den 31 mars I lägesrapporten angavs ingen tidpunkt för en marknadsdelning i Sverige. Dock konstaterades att finansiella kontrakt kopplade till områdespriser (Contracts for Difference, CfD) handlats fram t.o.m och att detta förhållande skulle kunna anses utgöra en begränsande faktor för hur snabbt ytterligare anmälningsområden kan införas. Om man däremot endast beaktar behovet av ändrade administrativa rutiner och ITsystem samt förändringar i lagstiftning, förordningar eller föreskrifter så blir bedömningen att en marknadsdelning kan ske redan vid halvårsskiftet Detta datum har också angivits i det åtagande (Commitment) som Svenska Kraftnät har föreslagit EU Kommissionen. I praktiken kommer tidpunkten för marknadsdelningen nu att fastställas när Kommissionen fattar beslut om att göra Svenska Kraftnäts Commitment bindande enligt artikel 9 i Rådets förordning (EG) nr. 1/2003. Dessförinnan har alla aktörer och intressenter möjlighet att framföra sina invändningar, exempelvis att tidpunkten med hänsyn till löptiderna för CfD blir alltför snävt tilltagen. 10/62

11 2 Bakgrund Kapitlet ger en bakgrund till problemet med begränsningar i överföringsförmågan och beskriver de gängse metoderna för att hantera dessa. 2.1 Hantering av begränsningar i överföringsförmågan Det är ofrånkomligt att det uppkommer trånga sektioner, s.k. flaskhalsar 1 i elnäten. En grundläggande anledning till detta är att flödena genom dem varierar, vilket i praktiken innebär att maximal belastning bara sker under en relativt liten del av tiden. Frekvent återkommande flaskhalsar åtgärdas genom att man söker bygga bort dem d.v.s. man förstärker näten genom investeringar i ny överföringskapacitet. Det är dock inte samhällsekonomiskt lönsamt att förstärka näten så till den grad att de alltid kan klara av maximal belastning. Inget transmissionsnät för el har därför en obegränsad överföringsförmåga. Att åtgärda flaskhalsar genom att förstärka nätets kapacitet är av lätt insedda skäl en långsiktig åtgärd. Samtidigt kan inte effektflödet överföringen tillåtas att överstiga nätets kapacitet. Därför måste också kortsiktiga åtgärder vidtas. Denna flaskhalshantering innebär att man endera påverkar handeln med el så att överföringen minskar eller vidtar andra åtgärder för att reglera produktion och efterfrågan genom de systemansvarigas försorg. Kortsiktigt hanteras flaskhalsar sålunda med någon eller några av följande metoder. Uppdelning av ett område i fler anmälningsområden (s.k. market splitting) genom att definiera anmälningsområden med geografiska gränser vid flaskhalsarna kommer överföringen genom flaskhalsarna (vilka här även utgör gränserna mellan de olika anmälningsområdena) att hanteras implicit av marknaden. På överskottssidan av flaskhalsen sjunker elpriset, medan det stiger på underskottssidan. Därmed ges en prissignal om att det råder trängsel i nätet och överföringen minskar. Kostnaden för begränsningen bärs av aktörerna i marknaden. Mothandel genom att beordra ökad produktion (eller minskad förbrukning) på underskottssidan av flaskhalsen och samtidigt beordra minskad produktion (eller ökad förbrukning) på överskottssidan kan flödet genom flaskhalsen 1 Med flaskhalsar avses flaskhalsar i överföringsnätet, dvs. att nätets överföringskapacitet inte räcker till för att möta efterfrågan på överföring. 11/62

12 minskas. Kostnaden för begränsningen bärs här av de systemansvariga, som för den vidare till nätkunderna. Begränsning av handelkapaciteten mot angränsande anmälningsområden 2 genom att begränsa utbytet med angränsande områden minskar transiteringen av elkraft genom det aktuella anmälningsområdet och därmed minskar även flödet genom den interna flaskhalsen. Kostnaden för begränsningen bärs av kunderna i de angränsande områdena. 2.2 Flaskhalshanteringen i Norden Ända sedan avregleringen av elmarknaden i mitten på 1990-talet har Svenska Kraftnät haft ett gott och långtgående samarbete med övriga systemansvariga i Norden. Den nordiska marknadsmodellen grundlades 1996 när Sverige och Norge bildade den gemensamma elbörsen, Nord Pool. Flaskhalshanteringen inom Norden är baserad på market splitting, vilket innebär att det nordiska börsområdet är uppdelat i flera anmälningsområden. Norden anses därmed vara föregångare i Europa och det pågår på flera håll initiativ för att införa motsvarande eller liknande modeller. Totalt finns det sju områden på den nordiska elmarknaden. Uppdelningen av Norden är dock ofullständig, eftersom den i viss utsträckning är gjord på nationell basis. Detta gäller framför allt i Sverige och Finland, där anmälningsområdena helt följer nationsgränserna. Norge har däremot tagit hänsyn till sina interna flaskhalsar och är uppdelat i tre anmälningsområden, som kan få olika elpris. Danmark är indelat i två områden, som har saknat förbindelse med varandra. I Sverige har det traditionellt ansetts ha ett värde att med hjälp av mothandel hålla ihop landet som ett anmälningsområde med ett gemensamt elpris. Det har funnits farhågor om att en uppdelning skulle kunna skada konkurrensen genom ökade prisrisker för elhandelsföretagen. Samtidigt innebär den valda modellen att prissignalerna till marknadens aktörer helt har eliminerats. Priset blir detsamma oavsett relationerna mellan produktion och förbrukning i området och inga prisskillnader har signalerat behovet av investeringar i ny nätkapacitet. Den svenska modellen för flaskhalshantering har mött kritik från grannländerna. Svenska Kraftnät har från tid till annan begränsat den tilldelade kapaciteten på utlandsförbindelserna för att hantera interna överföringsbegränsningar. Då dessa 2 Ett anmälningsområde är ett fördefinierat område för bud till elbörsen som utgör minsta möjliga område som kan få eget pris. 12/62

13 begränsningar ej varit tillräckliga för att uppfylla driftsäkerhetskriterierna har mothandel tillgripits. I driftplaneringsfasen tar Svenska Kraftnät aldrig hänsyn till inhemska eller utländska elmarknadspriser, utan vägleds bara av hänsynen till elsystemets säkra drift. På den grunden har grannländernas klagomål också avvisats. I grannländerna ser man dock annorlunda på detta och menar att Svenska Kraftnät i praktiken flyttar de interna svenska flaskhalsarna till nationsgränsen. Svenska Kraftnät anses hålla ihop den svenska elmarknaden och hantera interna överföringsbegränsningar på utländska kunders bekostnad. 3 Alternativet med en uppdelning av Sverige i flera anmälningsområden skulle skapa förutsättningar för att tilldela marknaden mer handelskapacitet till angränsande länder. Sverige är en del av den nordiska och i förlängningen europeiska elmarknaden och det är ur det perspektivet som marknadslösningar bör utformas. Det är viktigt att alla aktörer i alla länder har möjlighet att konkurrera om att köpa och sälja el på lika villkor. En förutsättning för det är att den överföringskapacitet som finns inom systemet fördelas på ett rättvist sätt. Mer handelskapacitet leder till en mer integrerad marknad i Norden och i Europa. 3 Ett konkret exempel på detta är Dansk Energis anmälan av Svenska Kraftnät till Europeiska Kommissionen (GD konkurrens), där Dansk Energi menar att Svenska Kraftnät prioriterar svenska kunder framför utländska genom att begränsa handelskapacitet mot angränsande länder. För mer information om detta hänvisas till Bilaga B: Kommissionens (DG Comp) förfarande mot Svenska Kraftnät. 13/62

14 3 Det svenska transmissionsnätet Kapitlet beskriver det svenska elsystemet och ger en indikation på hur detta kan komma att förändras till följd av de investeringar i transmissions- och produktionskapacitet som nu planeras. 3.1 Den svenska elöverföringen Elöverföringen i det svenska elsystemet styrs dels av det geografiska läget för produktionsanläggningar och konsumtionscentra, dels av elpriserna på Elspotmarknaden. I norra Sverige finns det normalt ett överskott av produktion. Där är den största delen av landets vattenkraft belägen, samtidigt som förbrukningen är relativt låg. Det motsatta förhållandet gäller i södra Sverige. Där finns landets befolkningscentra och området har en betydligt högre förbrukning. I södra Sverige utgörs produktionskapaciteten i första hand av värmekraft, d.v.s. av kärnkraft samt av kol- och oljekondenskraft. Eftersom vattenkraft har låg rörlig kostnad relativt värmekraft är det naturligt att kraftflödet oftast går från norr till söder. Flödet varierar dock under och mellan olika dagar, säsonger och år. De dagliga variationerna beror främst på förbruknings- och produktionsmönster. Säsongsvariationerna följer av fyllnadsgraden i de vattenmagasin som byggs upp under vårens snösmältning för att sedan tömmas under resten av året. De årliga variationerna beror huvudsakligen på variationerna i nederbörd. Sveriges centrala läge i det sammankopplade nordiska elsystemet medför att mycket stora flöden transiteras genom det svenska stamnätet till följd av import och export från och till angränsande länder. Det norska nätet är svagt i jämförelse med det svenska. Det medför att flödet från vattenkraft producerad i Norge ofta tar vägen genom Sverige på sin väg söderut mot Danmark och kontinenten där värmekraften är dominerande. Eftersom överföringstopparna inträffar under relativt liten del av tiden är det inte samhällsekonomiskt försvarbart att bygga ut stamnätet i tillräcklig utsträckning för att det alltid ska kunna ta emot all överföring utan åtgärder. I stället är det nödvändigt med driftplanering och rutiner som säkrar driftsäkerheten i elsystemet. 14/62

15 3.2 De svenska flaskhalsarna och deras hantering I det svenska stamnätet finns fyra flaskhalsar s.k. snitt (eng. cross-section) där Svenska Kraftnät kontinuerligt övervakar flödena i syfte att se till att nätets kapacitet aldrig överskrids. Snitten motsvarar alltså de sektioner i nätet som riskerar att bli överbelastade om inte tillräckliga motåtgärder vidtas. Figur 3.1 Snitt i det nordiska elsystemet Tre av dessa snitt snitt 1, snitt 2 och snitt 4 löper horisontellt genom landet och har bäring på förmågan att överföra el från norr till söder. Det fjärde snittet det s.k. 15/62

16 Västkustsnittet 4 är av en delvis annan karaktär. Det begränsar endast två transmissionsledningar på Västkusten. Snittens belägenhet framgår av Figur 3.1 ovan. Vid driftplaneringen, dagen innan driftdygnet, tilldelar Svenska Kraftnät marknaden handelskapacitet utifrån prognostiserad situation i det nordiska elsystemet. Särskilt beräknas överföringen genom de fyra snitten. Utifrån tillgänglig överföringskapacitet samt uppskattad produktion och förbrukning på respektive sida om snitten kan gränser för tillåten import- och exportkapacitet mot angränsande länder beräknas. Den maximalt tillåtna överföringen mellan länderna sätts gemensamt med den systemansvariga på andra sidan gränsen. I ett första steg anpassas alltså handelskapacitet på utlandsförbindelser med hänsyn till de interna snitten. Denna praxis tillämpas i någon utsträckning av alla länder i Europa. I Sverige sker anpassningen av handelskapacitet ofta genom att exportmöjligheten söderut mot Danmark, Tyskland och Polen begränsas. Omfattningen och konsekvenserna av gjorda begränsningar kan variera kraftigt under och mellan olika år, bland annat beroende på variationer i nederbörd. Bindande värden för tillgänglig handelskapacitet för varje timme under nästkommande kalenderdygn kommuniceras till marknaden via Nord Pool Spots hemsida. Det sker varje dag senast kl Dessa värden garanteras, vilket innebär att de systemansvariga vid behov mothandlar för att upprätthålla dem. Mothandeln finansieras över nättariffen, vilket i praktiken innebär att den mothandel som utförs av Svenska Kraftnät bekostas av alla svenska nätkunder. Under senare år har efterfrågan på handelsutbyte med angränsande länder ökat. Även transiteringen av el genom Sverige har ökat. Dessutom har behovet av överföring till Sydsverige ökat till följd av beslutet att stänga kärnkraftverket i Barsebäck. Stängningen av den sista reaktorn i maj 2005 innebar bortfall av landets största produktionsenhet längst i söder och reducerade överföringskapaciteten över den sydligaste svenska flaskhalsen (snitt 4) med 800 MW. Den minskade svenska kapaciteten att exportera el till Danmark och som föranlett hård dansk kritik är alltså i högsta grad en följd av den stängning av kärnkraftverket som man från dansk sida länge påfordrade. Den ökade överföringen genom Sverige har lett till att Svenska Kraftnät under senare år tvingats öka antalet timmar med nedsatt handelskapacitet (se Figur 3.2 nedan). 4 Mer information och specifikation av respektive snitt kan läsas i Bilaga A: Definitioner. 16/62

17 Figur 3.2 Totalt antal timmar med indikerade begränsningar per kvartal (samtliga snitt inkluderade). Nu genomförs och planeras betydande nyinvesteringar i syfte att förstärka det svenska stamnätet men detta arbete tar lång tid. Tillståndsprocesserna är utdragna och även byggnationerna innebär ett omfattande och tidsödande arbete. Som tidigare nämnts är det av samhällsekonomiska skäl inte heller möjligt att göra investeringar som helt eliminerar alla flaskhalsar eller förhindrar att nya uppkommer. Därmed återstår mothandel och uppdelning av landet i anmälningsområden för att hantera nätets trånga sektioner. Planerade investeringar i utlandsförbindelser och vindkraft i de norra delarna av Norden indikerar att utvecklingen kommer att fortsätta i samma riktning, d.v.s. att begränsningar av handelskapaciteten över landsgränserna kommer att behöva tillgripas i ökande omfattning om inte metoderna för flaskhalshantering förändras. Det framstår som nödvändigt att effektivisera hanteringen av de interna flaskhalsarna i Sverige också för att nå en ökad integration av elmarknaden i norra Europa och för att Sverige och Norden ska kunna bidra till en offensiv klimatpolitik. 3.3 Planerade nätinvesteringar Marknadsdelning och mothandel ökar inte nätens kapacitet, utan är bara ett sätt att hantera bristerna. Det enda sättet för stamnätsföretagen att öka den fysiska överföringsförmågan i näten är att investera i ny kapacitet. För närvarande pågår och 17/62

18 planeras också många projekt, vars syfte är att förstärka både det svenska nätet och förbindelserna till omvärlden. Flera av dessa investeringar har tagits fram gemensamt inom ramen för det nordiska elsamarbetet (Nordel). Målet är att utveckla kraftsystemet utifrån ett nordiskt och nordeuropeiskt perspektiv, snarare än från ett nationellt. Under 2000-talet har de nordiska stamnätsföretagen gjort gemensamma utvecklingsplaner för det nordiska överföringssystemet. I juni 2004 presenterades den första nordiska systemutvecklingsplanen där Nordel rekommenderade fem prioriterade investeringsprojekt med avsikt att förstärka det nordiska elnätet. Den följdes 2008 upp med ytterligare en systemutvecklingsplan som ser till behovet av förstärkningar efter det att de fem rekommenderade projekten är genomförda. Planen tillförde ytterligare tre investeringsförslag, varav ett är en ny förbindelse mellan Sverige och Norge. Följande projekt är nu prioriterade inom ramen för det nordiska samarbetet. (Figur 3.3 nedan visar investeringarnas geografiska placering.) 1. Fenno-Skan 2. Tillstånden för denna nya likströmsförbindelse mellan Sverige och Finland är klara. Förbindelsen beräknas vara i drift i december Stora Bält. Med denna förbindelse kopplas västra och östra Danmark samman för första gången. Förbindelsen är beslutad och ska tas i drift i början av Nea Järpströmmen. En ny 400 kv förbindelse mellan Järpströmmen i Sverige och Nea i Norge ska öka den ansträngda försörjningssäkerheten i mitt-norge. Förbindelsen är i drift från hösten SydVästlänken. Norra delen av SydVästlänken mellan Hallsberg och Barkeryd (Nässjö) förstärker växelströmsnätet i denna del av landet. Den sydliga grenen är en likströmsförbindelse från Barkeryd till Skåne som förstärker kapaciteten över snitt 4. Drifttagning är planerad till slutet av Skagerrak 4. En ny förbindelse mellan västra Danmark och Norge. Ett Letter of Intent har skrivits av de inblandade parterna. 6. SydVästlänken. Västra grenen av SydVästlänken är en likströmsförbindelse från västra sidan av Oslo-fjorden till Barkeryd (Nässjö). Förbindelsen avlastar västkustsnittet och ökar kapaciteten över Haslesnittet i Norge. Den beräknas komma i drift /62

19 7. Förstärkning av den sammantagna nord-sydliga överföringskapaciteten i det nordiska kraftsystemet via en ledning längs Norges västkust. 8. Förstärkning av den arktiska regionen i nordligaste Norge. 9. Växelströmsförbindelsen mellan norra Sverige och Finland ingår inte i den nordiska systemutvecklingsplanen men utreds av Svenska Kraftnät och Fingrid.. Figur 3.3 Planerade och föreslagna investeringar inom och ut från det nordiska elsystemet. 19/62

20 Utanför planen tillkommer också studier av den förstärkning över snitt 2 som kommer att bli nödvändig för att omhänderta ny vindkraftsproduktion i norr. Detta utredningsarbete bedrivs i samverkan mellan Svenska Kraftnät och Statnett. De nya investeringarna i ökad nätkapacitet kommer att leda till en förstärkning av nuvarande snitt. Det planeras även investeringar i utlandsförbindelser via havsbaserade vindkraftsparker och till länder utanför Norden. Sådana förbindelser medför ökade flöden över de existerande snitten. Två sådana projekt med förbindelser som ansluter i Sverige är relevanta att nämna i detta sammanhang. NordBalt En förbindelse mellan Sverige och Litauen i syfte att knyta samman Baltikum med den nordiska elmarknaden. Ett Memorandum of Understanding har ingåtts mellan Sverige, Lettland och Litauen. Förbindelsen kan tas i drift tidigast Kriegers flak En stor planerad vindkraftpark i västra Östersjön. Tanken är att kombinera vindkraftsanslutningen med en överföringsförbindelse mellan Sverige, östra Danmark och Tyskland. Figur 3.4 Mängden planerade stora vindkraftprojekt i Sverige i respektive snittområde. 20/62

21 Den omfattande utbyggnaden av vindkraft som planeras kommer att få en mycket stor inverkan på det nordiska kraftsystemet. I Figur 3.4 ovan redovisas en kartläggning över de framtida vindkraftsplaner som nu finns i Sverige. Figuren visar alla projekt som är kända av Svenska Kraftnät och regionnätsföretagen. Som framgår av figuren rör det sig om mycket omfattande investeringsplaner som är fördelade över hela landet. Till dessa projekt i Sverige kommer sedan planer för utbyggnad av vindkraften i norra Norge och norra Finland. Även dessa utbyggnader kommer att öka flödena i det svenska stamnätet. Den nya produktionen med vindkraft i norra Norden och nya utlandsförbindelser söderut kan komma att öka problematiken med interna flaskhalsar. Detta gäller i synnerhet då exempelvis ny vindkraft kan färdigställas snabbare än Svenska Kraftnät kan bygga ut den stamnätskapacitet som krävs för att överföra elen. Vidare pågår i Finland byggandet av en ny reaktor i kärnkraftverket i Olkiluoto. I Sverige genomförs och planeras effekthöjningar i de svenska kärnkraftverken. De kommer att påverka effektflödena i det svenska stamnätet och medföra behov av ytterligare nätinvesteringar. Sammantaget kommer planerade investeringar i transmissionskapacitet, utlandsförbindelser och produktion att få en betydande inverkan på det nordiska elsystemet. Detta är en kontinuerlig process och den ställer krav på effektiva och marknadsbaserade metoder för flaskhalshantering. I dagsläget är det omöjligt att avgöra exakt vilka effekter de planerade utbyggnaderna kommer att få för elsystemet och överföringen av el. Det beror bland annat på att det är osäkert vilka investeringsplaner som i slutändan kommer att förverkligas. Detta faktum ställer höga krav på att den tillämpade metoden för flaskhalshantering är flexibel och långsiktig, d.v.s. att en uppdelning av Sverige sker på ett sådant sätt att förutsättningar finns för att hantera en mängd olika framtidsscenarier. Alternativet skulle vara en modell där anmälningsområdena ändras löpande, vilket skulle medföra betydande osäkerheter för aktörernas riskhantering. 21/62

22 4 Aspekter på en marknadsdelning Kapitlet behandlar och drar slutsatser beträffande grundläggande frågeställningar kring en marknadsdelning. Hit hör de svenska snittens betydelse, behovet av flexibilitet vid val av lösning och prissignalernas fundamentala betydelse. 4.1 Utgångspunkter En uppdelning av Sverige i anmälningsområden är en mycket komplex och mångfasetterad fråga. Det finns flera aspekter som är viktiga att beakta. Samtidigt är många av dem svåra att uppskatta och analysera noggrant. Det är t.ex. svårt att förutse förändringar i aktörernas beteende, liksom det är svårt att bedöma hur morgondagens nordiska elsystem kommer att se ut. Därför finns det skäl att låta grundläggande principiella aspekter som kan väntas leda till positiva effekter långsiktigt men som är svåra att kvantifiera utgöra en betydande del av beslutsunderlaget för en uppdelning av Sverige i flera anmälningsområden. En uppdelning innebär till viss del en förändring av dagens metoder för flaskhalshantering. Den medför dock inte i vart fall inte kortsiktigt någon skillnad i de fysiska förutsättningarna d.v.s. det är samma nät och samma produktionskapacitet som står till marknadens förfogande. Om en reducering av handelskapaciteten mot angränsande länder i görligaste mån ska undvikas medför detta att de kortsiktiga möjligheterna att hantera trånga sektioner i överföringsnätet utgörs av mothandel och uppdelning i anmälningsområden. Den avvägning som måste göras vid beslut om vilka snitt som är lämpliga för en uppdelning av Sverige i anmälningsområden är därmed mellan dessa två metoder. Långsiktigt kommer naturligtvis investeringar i nät och produktion att avhjälpa situationen. Vald uppdelning bör vidare vara utformad så att den stödjer en fortsatt nordisk integration och bidrar till att lika marknadsvillkor tillämpas i de nordiska länderna. Detta innebär inte nödvändigtvis att den lösning ska eftersträvas som kortsiktigt ger billigast el i varje del av Sverige. I stället ska den lösning eftersträvas som är mest effektiv ur ett samlat nordiskt och europeiskt perspektiv och som leder till så rättvisa förhållanden som möjligt inom och mellan länderna. Det är här viktigt att betona att en uppdelning i anmälningsområden inte minskar behovet av infrastrukturinvesteringar. Tvärtom är uppdelningen ägnad att genom eventuella prisskillnader tydligt signalera var sådana investeringar behövs mest och 22/62

23 därmed var störst samhällsekonomiskt nytta kan uppnås. Dessa mekanismer saknas med nuvarande ordning. 4.2 De svenska snitten Snitten motsvarar de flaskhalsar som måste hanteras och utgör därför naturliga gränser för en indelning av Sverige i anmälningsområden. Undantaget är Västkustsnittet, som är av en annan art. Här är det inte överföringskapaciteten genom landets tvärsnitt som sätter begränsningen, utan det faktum att en för stor andel av elen flödar genom västkustkorridoren. Det finns inget sätt att definiera områden som löser denna problematik, varför Västkustsnittet även framgent måste hanteras med andra metoder. 5 Däremot kan snitt 1, snitt 2 och snitt 4 alla användas för att definiera anmälningsområden på ett direkt och enkelt sätt. Genom att titta på historisk statistik kan betydelsen av respektive snitt studeras närmare. Figur 4.1 nedan visar en sammanställning över hur många timmar per kvartal som respektive snitt indikerat behov av begränsning av handelskapacitet under perioden 1 kv 2001 t.o.m. 2 kv Figur 4.1 Svenska snitt som indikerat behov av begränsningar av handelskapaciteten mätt i antal timmar per kvartal. 5 För mer utförlig beskrivning av västkustsnittet och varför det inte är aktuellt för en uppdelning i anmälningsområden hänvisas till Bilaga C: Västkustsnittet. 23/62

24 Såväl snitt 2 som snitt 4 är ofta återkommande flaskhalsar i nätet, med snitt 4 som det allra mest frekventa 6. Detta är bakgrunden till att just dessa två snitt brukar anses vara mest naturliga att beakta vid en uppdelning av landet. Även snitt 1 föranleder dock relativt ofta ett behov av att begränsa handelskapaciteten. Detta gäller framför allt under perioder med stor överföring av vattenkraft från de norra delarna av Norden. Figur 4.2 visar hur stora begränsningar som Svenska Kraftnäts prognoser indikerat är nödvändiga. Summorna är beräknade som maximal minus utdelad exportkapacitet summerat för alla förbindelser söder om respektive snitt under de timmar då orsaken till begränsningen varit det aktuella snittet. Figuren ger ett grovt mått på den historiska, relativa betydelsen av respektive snitt. Figur 4.2 Total begränsade volym per kvartal till följd av flaskhalsar i snitt 1, 2 och 4. Det är här viktigt att förstå att figuren inte visar hur mycket energi som skulle ha transmitterats med full kapacitet. I stället visas den teoretiskt maximala begränsning som skulle ha blivit nödvändig om marknaden hade efterfrågat full kapacitet under alla timmar. Detta förekommer aldrig i praktiken (vid full export till Danmark är det t.ex. vanligen import från Norge etc.). De underliggande siffrorna inkluderar dessutom 6 Västkustsnittet är också relativt frekvent återkommande men behandlas inte vidare då det inte är relevant för uppdelning i anmälningsområden. 24/62

25 begränsningar av alla möjliga orsaker, inklusive stationsarbeten och marginaler för att upprätthålla god driftsäkerhet i systemet. Figur 4.1 indikerar samma sak som Figur 4.2, nämligen att såväl snitt 1, som snitt 2 och snitt 4 är frekvent begränsande för kraftflödet genom Sverige. Därmed är alla dessa snitt relevanta att beakta vid en marknadsdelning i Sverige. Kraftflödena och betydelsen av respektive snitt kommer att förändras i framtiden till följd av en rad faktorer. Hit hör de investeringar som görs i både produktion och överföringskapacitet. Därmed kan utöver snitt 2 och snitt 4 även snitt 1 anses vara relevant att inkludera. 4.3 Rätt kostnadsallokering Om begränsningar av handelskapaciteten över landsgränserna inte bör användas för att hantera interna flaskhalsar måste alla snitt som inte utgör gräns mellan anmälningsområden istället hanteras med planerad mothandel. En av de fundamentala skillnaderna mellan mothandel och anmälningsområden är att kostnaderna och intäkterna med de olika metoderna belastar olika kundkollektiv. Valet handlar alltså till stor del om vem som ska bekosta vad. Med en uppdelning i anmälningsområden påverkas handlare, producenter och förbrukare på båda sidor om flaskhalsen genom elpriset. Det betyder i fallet med de svenska flaskhalsarna att handlare, producenter och förbrukare i såväl Sverige som angränsande länder påverkas av uppdelningen enligt grundläggande principer för utbud och efterfrågan. Mothandel är i stället en nätåtgärd som ska användas för att säkerställa att det svenska nätet kan överföra tillräckligt med el för att tillgodose de svenska kundernas behov. Således betalas mothandel av nätkunderna genom stamnätstariffen. Till skillnad från elhandeln är tarifferna fortfarande nationella. I Sverige är stamnätstariffen idag konstruerad så att nätkostnaderna till 75 procent betalas av förbrukningssidan medan 25 procent belastar producenterna. I de flesta europeiska länder står förbrukarna för ännu större andel 100 procent är inte ovanligt. Om Svenska Kraftnät, som systemansvarig myndighet i Sverige, ska utföra mothandel på de svenska snitten för att kunna medge maximal handelskapacitet till angränsande länder så betalas detta alltså av de svenska nätkunderna. Det innebär att svenska nätkunder och i slutändan alla elkonsumenter skulle få betala hela kostnaden för en ökad export av svensk el till Danmark, Tyskland och Polen. 25/62

26 En sådan ordning framstår inte som rimlig, utan skulle vara diskriminerande gentemot de svenska kunderna. Mothandel kan därmed inte anses vara en lämplig lösning för att säkerställa full exportkapacitet på utlandsförbindelserna. 4.4 Prisbildningens betydelse Vid en uppdelning av Sverige i anmälningsområden skulle områden i södra Sverige ha ett underskott av egen produktion relativt områdets egen förbrukning, medan områden i norr skulle ha ett överskott. För de timmar som överföringskapaciteten mellan två områden inte räcker till för att täcka efterfrågan kommer underskottsområdet och överskottsområdet att få olika elpriser. Under de timmar som överföringskapaciteten är tillräcklig kommer anmälningsområdena i stället att bilda ett gemensamt prisområde, d.v.s. få ett gemensamt elpris. Figur 4.3 nedan visar hur stor del av tiden som hela Norden har bildat ett gemensamt prisområde 7 under perioden De låga värdena under 2008 berodde till stor del på kabelfel på Hasle-förbindelsen mellan Sverige (SE) och södra Norge (NO1), vilket medförde att södra Norge kom att utgöra ett eget prisområde under en stor del av tiden. Figur 4.3 Andel av tiden med gemensamt pris i Norden, inklusive och exklusive västra Danmark (DK1). (För 2009 har tiden fram till och med 22 september använts.) 7 Med prisområde avses ett eller flera anmälningsområden med gemensamt pris under den aktuella timmen. 26/62

27 Figuren tydliggör att de nordiska anmälningsområdena håller ihop och bildar gemensamma prisområden under stor del av tiden. I praktiken utgör Sverige ytterst sällan ett eget prisområde. Priserna i de nordiska anmälningsområdena skiljer sig framför allt åt under timmar då nätet är tungt belastat, särskilt under s.k. höglasttimmar när det finns ett behov att transmittera mycket elkraft genom det svenska systemet och därmed genom snitten. För dessa timmar kommer priset i norra Sverige att bli lägre och priset i södra Sverige högre, vilket ger viktiga prissignaler till marknaden. Medelpriset kommer således att skilja sig mellan olika områden. För de flesta slutkunder, vars pris inte sätts per timme utan beror på marknadspriset under en längre period, innebär det sannolikt olika priser beroende på vilket område kunden tillhör. Genom att priset på Elspot blir högre i eventuella underskottsområden än i överskottsområden ges tydliga signaler till marknaden. Höga priser i ett område ger incitament till ökad produktion och till mer sparsam förbrukning, medan låga priser ger incitament att förlägga förbrukning i området. I ett längre perspektiv bör detta leda till att produktion och förbrukning bättre än idag lokaliseras till de områden där behoven är störst. Att konstgjort hålla samman olika områden med hjälp av mothandel innebär i stället att dessa signaler inte når alla marknadsaktörer. De incitament som mothandeln innebär når endast vissa aktörer som disponerar lämpliga reglerresurser. Övergången till en modell där prissignaler får en mer framträdande roll är ett av de viktigaste elementen vid en uppdelning av Sverige i anmälningsområden. Korrekta priser avspeglar utbud och efterfrågan och medverkar på så sätt långsiktigt till att flaskhalsarna, och därmed prisskillnaderna, minskar. Prissignaler tydliggör även var investeringar i nätet behövs bäst. Om det ofta är prisskillnad mellan två anmälningsområden visar detta tydligt och transparent att det finns ett behov av ytterligare överföringskapacitet mellan områdena. Ju mer långtgående uppdelning, dvs. ju fler anmälningsområden, desto tydligare och mer korrekta blir dessa prissignaler. 4.5 Risker för strategisk budgivning Marknadsaktörer kommer alltid att planera och lägga sina bud utifrån vinstmaximering. Vilken strategi som är mest lönsam beror naturligtvis på gällande marknadsmodell. Det är svårt att dra precisa slutsatser om hur aktörernas beteende skulle skilja sig vid en långtgående uppdelning jämfört med en uppdelning endast i ett snitt, eftersom detta bland annat beror på aktörernas produktionsmix och geografiska lokalisering. Det är dock möjligt att dra några mer generella slutsatser. 27/62

28 En ordning där snitten hanteras genom uppdelning i anmälningsområden ger incitament för vattenkraftproducenter i norra Sverige att minimera flaskhalsarna i syfte att undvika prisskillnader inom landet. Detta beror på att norra Sverige skulle bli ett relativt lågprisområde vid stor överföring med begränsningar i snitten d.v.s. producenterna skulle få mindre betalt för sin kraft då Sverige är uppdelat i olika prisområden. En modell med uppdelning av Sverige i anmälningsområden bör således leda till att flaskhalsarna inom landet minskar. Motsvarande incitament finns inte för en modell som baseras på mothandel, eftersom landet då kommer att hållas ihop som idag. De norra vattenkraftdominerade delarna av Sverige kan då inte bilda ett område med lägre pris. Snarare ges incitament till att åstadkomma ökade flaskhalsar, eftersom detta i nästa steg kan leda till höga priser för den mothandel som Svenska Kraftnät tvingas att göra för att garantera tilldelad överföringskapacitet. 4.6 Flexibilitet och långsiktighet Som modell kan en indelning i anmälningsområden vara statisk eller dynamisk. Med dynamisk avses att indelningen ändras efter det aktuella elsystemets tillfälliga behov. Ett exempel på detta är den norska modellen. För närvarande är Norge uppdelat i tre anmälningsområden men den systemansvarige, Statnett, kan ändra indelningen i Norge med endast några veckors framförhållning. Fördelarna med en sådan modell är att flaskhalshanteringen alltid kan anpassas efter systemets behov. Detta är speciellt relevant i Norge som har ett, relativt Sverige, svagt stamnät och en utspridd produktion som är mycket beroende av det hydrologiska läget. För att effektivt kunna hantera det norska elsystemet finns det således klara fördelar med en modell som är anpassningsbar. Att löpande och med kort varsel ändra indelningen i anmälningsområden har också betydande nackdelar. Den största är att det blir mycket svårt för elhandlare och elleverantörer att hantera sina risker, eftersom de inte med säkerhet vet till vilket område en viss uttags- eller inmatningspunkt kommer att tillhöra eller hur området är definierat. Modellen skapar alltså en osäkerhet, vilket leder till en sämre fungerande elmarknad. Stabila villkor ökar trovärdigheten för prisbildningen och därmed för marknaden. 28/62

29 Likväl är det ett faktum att elsystemet förändras över tiden. Detta kan bero på ett flertal anledningar som är relaterade till förbrukning, produktion och nät. förändrade produktions- eller förbrukningsmönster nedläggning av stora elförbrukare avveckling av produktionsanläggningar effektökningar i befintliga produktionsanläggningar nya produktionsanläggningar investeringar i starkare transmissionsnät investeringar i utlandsförbindelser Det förändrade elsystemet leder i sin tur till att kraftflödet ändras. I Sverige kommer ett flertal av ovan nämnda faktorer att realiseras under de kommande åren. Som har beskrivits i kapitel 3.3 planeras omfattande investeringar i vindkraft runt om i Norden. Stora investeringar i stamnätet pågår och nya planeras. Motsvarande gäller för utlandsförbindelser. Listan kan göras lång och det är ofta svårt att på förhand veta exakt vilka förändringar som kommer att ske, när de kommer att ske, samt vad effekten av dem kommer att bli. Detta är en kontinuerlig process, vilket även blir tydligt vid en historisk tillbakablick. För ett relativt stabilt och robust elsystem, som det svenska, finns det inte tillräckligt starka skäl för att fördelarna med en dynamisk modell ska överväga nackdelarna. För att undvika att tvingas ändra den områdesindelning som införs krävs ett långsiktigt perspektiv och att hänsyn kan tas till förändringar. Det är närmast omöjligt att med godtagbar säkerhet förutsäga vilka snitt som kommer att utgöra flaskhalsar i morgondagens transmissionsnät. Den valda uppdelningen måste vara anpassad för att kunna möta en mängd olika scenarier. Den uppdelning som genomförs måste därför utformas så att den kan fungera och vara tillämplig under en längre tidsperiod. 29/62

30 5 Konkurrens och riskhantering I kapitlet behandlas en marknadsdelnings potentiella inverkan på konkurrensen. 5.1 Kontraktsförhållanden och riskhantering En uppdelning av Sverige i anmälningsområden förväntas leda till en förändrad konkurrenssituation för såväl produktion som handel. Den lösning som införs bör utformas så den inte medför betydande konkurrensbegränsningar med negativa effekter för slutkunderna som följd. För att minimera sin prisrisk handlar aktörerna på den nordiska elmarknaden med långsiktiga finansiella kontrakt. Marknadsaktörerna kan handla finansiella kontrakt både via Nord Pool och bilateralt. Genom en kombination av terminer som avräknas mot systempriset 8 och CfD kan en fullständig prissäkring göras. Ett alternativ till detta är bilaterala kontrakt till fasta priser Handel med bilaterala finansiella och fysiska kontrakt En kategori av finansiella kontrakt handlas bilateralt. Villkoren för sådana kontrakt kan dock skilja sig åt betydligt. Det finns långsiktiga, bilaterala avtal mellan marknadsaktörer om fysisk elleverans som sträcker sig bortom Det är dock inte möjligt för Svenska Kraftnät att ha detaljerad information om omfattningen av och formen för sådana kontrakt eftersom Svenska Kraftnät inte är part i dem Handeln med finansiella kontrakt via elbörsen De finansiella kontrakt som marknadsaktörerna handlar via Nord Pool är standardiserade kontrakt som grovt kan delas upp i två kategorier baserat på underliggande pris. Futures/forwards baserade på systempriset CfD (contracts for difference) som representerar skillnaden mellan systempriset och områdespriset. Mest relevant i sammanhanget är de kontrakt som relaterar till områdespriset (CfD), eftersom dessa används för att hantera risker som är kopplade till områdespriser. 8 Systempriset är ett referenspris i Elspot som visar balansen mellan köp och sälj för hela Norden utan hänsyn tagen till eventuella flaskhalsar (överföringsbegränsningar). 30/62

31 CfD kan idag handlas upp till tre år framåt, dvs. under 2009 kan kontrakt för 2012 handlas. Det finns ingen möjlighet till annullering eller omförhandling av tecknade kontrakt. Köpare och säljare gör sina affärer anonymt via Nord Pools handelsplattform där köp- och säljbud matchas. En CfD är egentligen inte kopplad till själva anmälningsområdet utan till en punkt i respektive område. I Sverige är den punkten geografiskt definierad i närheten av Stockholm. Det betyder alltså att om en uppdelning görs innan handlade kontrakt har löpt ut så kommer dessa kontrakt i praktiken att vara kopplade till det område som Stockholm tillhör. Därmed kommer de fortfarande att vara giltiga men värdet av dem har sannolikt förändrats. Likviditeten på CfD-marknaden har kritiserats för att vara för låg för att marknaden ska fungera tillfredsställande. Generellt omsätts CfD inte flera gånger, utan köps för att behållas som prissäkring. Figur 5.1 visar dock att CfD (inklusive bilaterala kontrakt som clearats av Nord Pool ASA) kopplade till priset i Stockholm, dvs. Sverige med nuvarande områdesindelning, tillhör dem med högst likviditet. Mellan januari 2008 och juni 2009 har den månatliga volymen varierat mellan och GWh, med undantag för februari 2008 (3 200 GWh). Statistiken visar således att CfD-marknaden har en betydande likviditet för Stockholm. Figur 5.1 Månatlig omsättning i GWh per CfD område under perioden 1 januari 2007 till 31 augusti Siffrorna inkluderar bilaterala kontrakt clearade på Nord Pool ASA. (Blå motsvarar Stockholm) Normalt handlas de största volymerna för närmast följande kvartal och år. Statistik från Nord Pool (fram till juni 2009) visar att totalt GWh har sålts för 2011, varav GWh var kopplade till Stockholm. För 2012 var motsvarande siffra GWh totalt, varav GWh var kopplade till Stockholm. Sveriges totala förbrukning 31/62

32 under ett normalt år ligger på drygt ca GWh, vilket anger storleksordningen mindre än tre procent. Uppdelningen av Sverige i anmälningsområden riskerar att resultera i en försämrad likviditet på CfD i de nya mindre områdena jämfört med det sammanlagda svenska området idag. Det beror på att det sannolikt kommer att vara färre aktörer i respektive område som erbjuder dessa kontrakt. Om likviditeten blir alltför låg är det också möjligt att något område inte kommer att ha en ordnad marknadsplats för CfD. För att riskfritt kunna sälja CfD krävs motsvarande egen produktion i området, då detta fungerar som en naturlig prissäkring. Det är inte nödvändigt att ha egen produktion för att sälja CfD-kontrakt men för att det ska vara värt risken att erbjuda dessa kontrakt utan egen produktion som stöd är det troligt att priset för dem sätts högt. En av anledningarna till den något låga likviditeten på dagens CfD-marknad kan vara att behovet för prissäkring är relativt lågt, eftersom det svenska elpriset ofta ligger nära systempriset. När denna skillnad ökar i delar av landet ökar också behovet av prissäkring, vilket kan få en dämpande effekt på den förutspådda minskningen av likviditet vid en uppdelning av Sverige i anmälningsområden. Möjligheterna att hantera prisrisken kan förbättras på olika sätt, även för områden med underskott av produktion. Dels kan aktörer i angränsande anmälningsområden svenska och/eller utländska erbjuda CfD i området, dels kan aktörer utan produktion ställa ut CfD. Det senare alternativet innebär att dessa tar på sig en risk, vilket också innebär att de kommer att vilja ta betalt för den. Om den planerade uppdelningen av Sverige i anmälningsområden sker innan nu gällande CfD löpt ut, dvs. före den 1 januari 2013, kommer aktörer som handlat CfD för andra anmälningsområden än det som Stockholm tillhör inte längre att vara fullständigt prissäkrade efter uppdelningen. Handlare som har sålt eller köpt kontrakt har gjort det under antagandet att det underliggande priset är det för Sverige som ett område, inte för det nya mindre området. Detta kan orsaka kostnader för exempelvis elleverantörer som gått med på att sälja elenergi till ett visst pris till en kund i södra Sverige under en period på tre år framåt och prissäkrat sig med CfD-kontrakt Slutsats När långsiktiga kontrakt ingås finns det alltid en risk för att händelser i omvärlden rubbar de förutsättningar som legat till grund för kontraktet. Omvärldsförändringar är således en affärsrisk vid alla långsiktiga avtal och detta förhållande torde utgöra en del 32/62

33 av riskpålägget för längre kontrakt. En uppdelning av Sverige i anmälningsområden kan anses utgöra en sådan ändring. Den omständigheten att elbörsen genom CfD tillhandhåller marknaden långsiktiga kontrakt i standardiserad form ändrar inte på detta förhållande. Förekomsten av CfD med räckvidd till 2012 förhindrar inte i sig att en marknadsdelning görs före detta datum. Däremot kan den göra en alltför snabb förändring mindre lämplig. 5.2 Riskhantering och konkurrens för elhandlare och elleverantörer Minskad likviditet på CfD i respektive område relativt områdets förbrukning innebär att det är svårare för elhandlare och elleverantörer att hantera sina prisrisker. Detta gäller i synnerhet områden med underskott av produktion. Därmed är det sannolikt att vissa av dagens nationella elhandlare och leverantörer kommer att välja att inte erbjuda sina tjänster i hela landet. Bristande likviditet på CfD-marknaden medför att de få aktörer som erbjuder dessa kontrakt kan ta ut ett högre pris. Aktörer som har produktion i ett område har en egen, och därmed billigare, prissäkring (hedge) och kan därmed erbjuda kunderna ett lägre pris än konkurrenterna och får således en konkurrensfördel. Om en aktör väljer att fortsatt vara aktiv i ett visst område, men inte anser det prisvärt att säkra sina positioner med CfD eller bilaterala kontrakt, kan aktören välja att ta risken själv. Det kan innebära en betydande risk men kan samtidigt vara långsiktigt lönsamt om aktören kan hantera situationer med tillfälligt höga priser. Ett alternativ till vissa kunder kan vara att sälja kraften till ett rörligt pris som relateras till Elspot, vilket i praktiken innebär att risken förs vidare till kunderna. Ovanstående resonemang har till stor del hållits generellt. Det finns dock anledning att differentiera det mellan olika potentiella anmälningsområden, eftersom konsekvenserna för möjligheten att hantera prisrisker varierar mellan dem Slutsats Snittområde 4 (söder om snitt 4) får sannolikt de största konsekvenserna. Det beror bl.a. på att förbrukningen i området är betydligt större än produktionen, vilket rimligen får effekter på utbudet av prissäkringsmöjligheter. Priserna kommer sannolikt att vara mer volatila här än i resten av landet. Det finns etablerade CfDkontrakt i Köpenhamn som skulle kunna användas för prissäkring. Detta ger inte en perfekt hedge, men kan av vissa aktörer anses tillräckligt god. Om SydVästlänken medför att snitt 4 sällan utgör flaskhals kan också prissäkringar norr om snitt 4 bli ett 33/62

34 rimligt alternativ som skulle kunna utgöra ett sätt att hantera en eventuell bristande likviditet söder om snittet. Snittområde 3 (mellan snitt 2 och snitt 4) skulle inte vara lika drabbat som snittområde 4, bl.a. därför att priset torde bli mindre volatilt. Dessutom skulle området sannolikt ofta bilda gemensamt prisområde med norra Sverige, Finland och/eller södra Norge. Därmed ökar möjligheten att göra en prissäkring i något av dessa områden, vilket kan vara tillräckligt för vissa aktörer. Snittområde 2 (mellan snitt 1 och snitt 2) bör inte beröras av de potentiellt negativa konsekvenser som beskrivits ovan. Sannolikt blir priset här relativt stabilt, vilket generellt medför att behovet att prissäkra sig minskar. Dessutom överstiger produktionskapaciteten vida förbrukningen, varför prissäkring bör vara fullt möjlig, om inte via CfD så via bilaterala kontrakt direkt med producenterna. Snittområde 1 (norr om snitt 1) bör i praktiken inte få några stora problem med riskhantering, även om CfD-utbudet i området sannolikt skulle vara litet. Här finns mycket liten förbrukning, stor produktion och goda möjligheter att prissäkra sig i exempelvis Finland. Dessutom bör priset här vara så pass lågt och stabilt att prissäkringar, utöver systempriset, sannolikt inte är nödvändiga för många aktörer. 5.3 Konkurrensen mellan elproducenter på Elspot Förutsättningarna för konkurrens kan mätas i marknadsandelar 9 och marknadskoncentration 10. Det är mycket svårt att göra en relevant bedömning av marknadskoncentrationen på den nordiska eller nordeuropeiska elmarknaden. Det beror bland annat på svårigheten att definiera relevanta geografiska områden för vilka marknadskoncentrationen kan mätas. För varje timme under varje dygn bildas olika prisområden på Elspot och varje möjlig kombination av anmälningsområden resulterar i en unik konkurrenssituation Marknadsandelar Idag ingår alltid hela Sverige i samma prisområde, vilket innebär att alla företag med produktion i Sverige konkurrerar med varandra. Marknadsandelarna för de fem största producenterna i Sverige under 2008 presenteras i Tabell 5.1 nedan. 9 Ett företags produktion som proportion av den totala produktionen på den relevanta marknaden (här definierat som geografiskt område) 10 Ett mått på den aktuella marknadens (geografiska områdets) konkurrenssituation. Hög marknadskoncentration innebär att ett det finns ett fåtal dominerande marknadsaktörer. 34/62

35 Tabell 5.1 Produktion [TWh] i Sverige från de fem största elproducenterna i Sverige under perioden (Källa: Elåret 2008, utgiven av Svensk Energi) I och med att Sverige är starkt sammankopplat med angränsande länder och att Norden ofta utgör ett gemensamt prisområde är dock detta större geografiska marknadsområde mer relevant. Tabell 5.2 nedan visar motsvarande marknadsandelar för hela Norden. Medan de fem största elproducenterna under 2008 tillsammans svarade för 87,9 procent av produktionen i Sverige så var motsvarande andel 50,1 procent i ett nordiskt perspektiv. Tabell 5.2 Produktion [TWh] i hela Norden från de fem största elproducenterna i Sverige under perioden (Källa: Elåret 2008, utgiven av Svensk Energi) Marknadskoncentration För att mäta marknadskoncentration används olika mått. Ett av de vanligaste är Herfindahl-Hirschman Index (HHI), vilket beräknas som summan av marknadsandelen i kvadrat för alla företag på den relevanta marknaden. Maximal marknadskoncentration innebär ett HHI på Ett värde under brukar anses indikera en låg marknadskoncentration och värden över en hög. Det är viktigt att beakta att alla mått på marknadskoncentration har nackdelar. HHI är ett 35/62

36 statiskt mått som inte tar hänsyn till exempelvis samäganden, varför angivna värden bör betraktas som en indikation snarare än som en sanning. En sammanställning av HHI för de olika anmälningsområdena i Norden samt för de svenska områden som skulle skapas vid en uppdelning i snitt 2 och snitt 4 gjordes i utredningen Prisområden på den nordiska elmarknaden (POMPE) (ref. 9) Resultatet presenteras i Tabell 5.3 nedan. Det är viktigt att uppmärksamma att siffrorna gäller för de olika områdena isolerade. Tabell 5.3 HHI för de olika anmälningsområdena i Norden samt för eventuella svenska anmälningsområden med uppdelning i snitt 2 och snitt 4. (Källa: Prisområden på elmarknaden, som hämtat siffror från Energimarknadsinspektionen) I ref. 9 presenteras också marknadskoncentrationen när hela Norden utgör ett gemensamt prisområde. HHI blir då 880. Tabell 5.3 ovan indikerar att Sverige har en relativt hög marknadskoncentration när landet utgör ett eget prisområde. En uppdelning i endast ett snitt (snitt 2 eller snitt 4) tycks inte göra någon större skillnad. Marknadskoncentrationen minskar dock markant när de svenska anmälningsområdena hänger ihop (har gemensamt pris) med angränsande områden. Tabell 5.4, Tabell 5.5 och Tabell 5.6 redovisar HHI för potentiella svenska anmälningsområden då de bildar gemensamt prisområde med angränsande anmälningsområden. 36/62

37 Tabell 5.4 Marknadskoncentration i områdeskonstellationer för Sverige norr om snitt 2 då detta område har annat pris än området söder om snittet. (Källa: Prisområden på elmarknaden, som hämtat siffror från Energimarknadsinspektionen) Tabell 5.5 Marknadskoncentration i områdeskonstellationer för Sverige söder om snitt 2 då detta område har annat pris än området norr om snittet. (Källa: Prisområden på elmarknaden, som hämtat siffror från Energimarknadsinspektionen) Tabell 5.6 Marknadskoncentration i områdeskonstellationer för Sverige söder om snitt 4 då detta område har annat pris än området norr om snittet. (Källa: Prisområden på elmarknaden, som hämtat siffror från Energimarknadsinspektionen) 37/62